Общие сведения о месторождении

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Бурлинском районе Западно-Казахстанской области Республики Казахстан, в 30 км к северо-востоку от города Аксай, в 150 км к востоку от города Уральск.

Дорожная сеть представлена автомобильными дорогами с твердым покрытием Аксай — Оренбург, Уральск — Оренбург и Западно-Казахстанской железной дорогой, проходящей через город Аксай. Основными видами транспорта является автомобильный и железнодорожный. В орографическом отношении район представляет равнину с редкой сетью оврагов и балок. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 80 до 130 метров. Гидрографическая сеть представлена к северу от месторождения рекой Урал, к северо-востоку рекой Илек, на западе рекой Утва. На площади встречаются небольшие естественные водоемы. Техническое водоснабжение обеспечивается преимущественно за счет подземных вод. Водоносные горизонты, залегающие на глубинах от 5 до 110 метров и приурочены к трещиноватым мергелям и известнякам, а также песчаником. Климат района резко континентальный, температура воздуха от -400С зимой и до +400С летом.

Превалируют ветры юго-восточного и северо-западного направления. Среднегодовое количество осадков составляет 0,3 — 0,35 м, выпадающих в основном летом, осенью и зимой. Снеговой покров, как правило, незначительный, на возвышенных местах практически отсутствует. Глубина промерзания грунта колеблется от 1 до 1,5 метров в зависимости от толщины снежного покрова. Продолжительность отопительного сезона 176 дней с 15 октября по 15 апреля. Растительность типичная для сухих степей.

Сегодня на Карачаганаке достигнут рекордный уровень добычи. Месторождение является крупнейшим газодобывающим предприятием в Казахстане, показатели добычи которого составляют примерно 45 процентов всей добычи газа в Республике и около 16 процентов общего производства жидких углеводородов. В 2010 году на Карачаганаке было добыто примерно 133,7 миллионов баррелей нефтяного эквивалента.

Успешная работа Карачаганакского предприятия зависит от профессиональных знаний и огромного производственного опыта специалистов четырех нефтегазодобывающих иностранных компаний: «Би Джи Груп» (32.5 процента), «Эни» (32.5 процента), «Шеврон» (20 процентов) и «ЛУКОЙЛ» (15 процентов). Партнеры по Карачаганаку передают свои знания и опыт Республике Казахстан, стараясь наиболее рационально использовать как внутренние, так и внешние возможности, с целью максимального освоения ресурсов месторождения.

Технологические объекты

• · КПК (Карачаганакский перерабатывающий комплекс)
• · УКПГ-2 (Установка комплексной подготовки газа)
• · УКПГ-3
• · Экоцентр

КПК

Карачаганакский перерабатывающий комплекс перерабатывает нефтяной конденсат, поступающий из 44 добывающих скважин и с УКПГ-2. Нефть и газ разделяются с помощью первичных сепараторов. Подача нефти осуществляется через четыре стабилизирующие линии и закачивается в экспортный трубопровод Атырау для продажи на международных рынках.

Четвертая технологическая линия стабилизации и очистки жидких углеводородов включает дополнительную линию стабилизации и очистки конденсата, расширение нынешних входных сооружений Карачаганакского перерабатывающего комплекса (КПК), около 13 скважин, дополнительный компрессор откачки сырого газа, дополнительный набор бустерных насосов конденсата и насосов откачки конденсата и два внутрипромысловых трубопровода с соответствующими врезками на УКПГ-3 и сателлит добычи ранней нефти.

Стадия переработки газа включает разделение на два потока. Один направлен на установку для очистки, обеспечивая подачу топливного газа на электростанцию месторождения и поставку очищенного газа на местный рынок. Второй поток направлен на УКПГ-2 для повторной закачки и/или УКПГ-3 для последующего экспорта в Оренбург.

Описание технологического процесса КПК

Установки КПК обеспечивают разделение поступающих углеводородов на жидкость и газ, обезвоживание и очистку газа, стабилизацию смеси нефти и конденсата для закачки в магистральный трубопровод Карачаганак-Атырау. На КПК производится подготовка газа и сероочистка топливного газа для подачи на ГП-2 для обратной закачки в пласт или для транспортировки в Оренбургский Нефтегазоперерабатывающий завод. Топливный газ используется для производства и других нужд.

Жидкости от манифольдных станций (СУМ), газконденсатная смесь от ГП-3 и ГП-2 направляются на площадку входных манифольдов. Первоначальное разделение газоконденсатной смеси на газ и конденсат производится в двух параллельных технологических линиях установки сепараторов-разделителей газа среднего давления 201.

Конденсат, выделившийся в сепараторе-разделителе среднего давления, подогревается в теплообменниках среднего давления и направляется в сепаратор-разделитель низкого давления. Газ направляется в скруббер газа среднего давления. От скруббера газ подается на площадку установки 341А/В обезвоживания высокосернистого газа среднего давления и контроля точки росы и на площадку установки 339 очистки топливного газа и регенерации амина.

Площадка сепаратора-разделителя газа низкого давления 202 предназначена для первичного разделения смеси на газ и конденсат. Смеси поступают от ГП-3. Конденсат, выделившийся в сепараторе-разделителе газа низкого давления (площадка 202), направляется в систему стабилизации конденсата, площадка 210, а газ — в скруббер газа низкого давления. В зимнее время производится подогрев газа в подогревателе газа низкого давления. Газ с скруббера направляется в систему компримирования газа выветривания низкого давления, площадка 362А/В/С и установку обезвоживания высокосернистого газа низкого давления.

Установка стабилизации конденсата — 210А/В/С состоит из трех параллельных технологических линий, где производится обезвоживание и стабилизация конденсата. Конденсат от сепаратора-разделителя газа низкого давления направляется в питательную емкость колонны стабилизации конденсата и подогревается и направляется в обессоливатель. В линию конденсата подаются деэмульгатор и промывочная вода до входа в обессоливатель. Конденсат от обессоливателя подается в колонну стабилизации конденсата. Конденсат со дна колонны стабилизации конденсата направляется в разделитель конденсата. Газ, исходящий из емкости орошения колонны стабилизации конденсата, смешивается с газом от питательной емкости и обессоливателя и направляется на установку 362 компримирования газа выветривания низкого давления.

Разделение газоконденсатной смеси производится в разделителе конденсата, установка — 213А/В/С, (три параллельные технологические линии). Перед подачей смеси на разделитель конденсата, сначала производится ее подогрев. Сбор газолина с верха колонны производится в емкости орошения. Стабилизированный конденсат с колонны через подогреватель, где происходит его охлаждение, направляется на установку 210 А/В/С стабилизации конденсата. Конденсат охлаждается до 45 °C в концевом охладителе, затем направляется на установку -220 хранения конденсата. Часть газолина от питательной емкости закачивается в разделитель конденсата для орошения, другая часть направляется на установку 214 А/В/С очистки газолина для обработки.

Площадка системы очистки газолина 214 представляет собой три параллельные технологические линии и предназначена для удаления меркаптанов. Для очистки газолина используется каустическая сода. Отработанная каустическая сода направляется на установку 550 системы водных стоков с высоким содержанием солей для утилизации. Очищенный газолин смешивается с охлажденным кубовым продуктом от разделителя конденсата и направляется на установку 220 хранения и закачки конденсата.

Установка 339 очистки газа обеспечивает поглощение кислого газа с использованием растворителя амина (UcrasolLE701) для контроля содержания меркаптанов и H₂S. Технологический процесс установки снижает концентрацию H₂S до 14 част/млн. и меркаптановой серы — ниже 27 част/млн. Высокосернистый газ с сепаратора-разделителя среднего давления подается во входной сепаратор абсорбера для удаления жидкостей. Высокосернистый газ с сепаратора подается в абсорбер амина под нижней тарелкой, где он направляется вверх по колонне и контактирует с противотоком водного раствора амина. Поток раствора амина самотеком проходит через колонну и поглощает почти весь H₂S и меркаптаны из газа. Очищенный газ охлаждается (охладитель очищенного газа), имеющаяся жидкость в выходном сепараторе абсорбера разгружается в сепаратор выветривания амина.

Раствор обогащенного амина от абсорбера направляется в сепаратор выветривания амина, где удаляются поглощенные углеводороды. Газ подается в систему компримированиякислога газа второй ступени, установка -360.

Далее производится подогрев обогащенного амина с последующей подачей в регенератор амина. H₂S и поглощенные газы удаляются из потока обогащенного амина горячим паром, образованном в ребойлере за счет нагревания с паром низкого давления охлажденного после перегрева.

Регенерированный амин покидает регенератор амина и после охлаждения потоком обогащенного амина закачивается насосами рециркуляции регенерированного амина в воздушный охладитель регенерированного амина, и возвращается в абсорбер. Боковой поток регенерированного амина направляется на патронные и угольные фильтры для обеспечения постоянной очистки циркулирующего потока амина.

Газ, выводимый из верхней части колонны регенерации амина, направляется на установку 360 для компримирования кислого газа первой ступени.

Влажный газ (40%) на выходе из установки используется для выработки электроэнергии и бойлеров. 60% газа подается на установку 5−340 обезвоживания топливного газа и контроля точки росы.

Удаление меркаптанов из очищенного газа и его осушка производятся с использованием силикагелевых адсорберов. На установке 5−340 обезвоживания топливного газа и контроля точки росы имеется 4 абсорбера, содержащих 2 слоя различного силикагеля, один для точки росы по воде и другой для точки росы по углеводородам. Два адсорбера используются для осушки и контроля точки росы топливного газа, один абсорбер находится в режиме регенерации горячим газом, один адсорбер — в режиме охлаждения. Конденсация и разделение воды и углеводородов, удаленных из отработанного слоя происходит в емкости трехфазового сепаратора. Сконденсированная высокосернистая жидкость от сепаратора направляется в испарительную емкость, и газ мгновенного испарения подается в систему регенерации. Жидкость из испарительной емкости направляется в систему закрытого дренажа для восстановления. С установки 340 очищенный топливный газ подается в Аксай, КПК, ГП-2 и ГП-3.

Обезвоживание высокосернистого газа производится на установке 341A/B с использованием процесс DRIZO, включающий применение ТЭГ. В процессе DRIZO происходит снижение содержания воды в газе до 1 част/млн. Точка росы газа достигается за счет охлаждения при расширении клапаном Джоуля-Томсона. Сконденсированный жидкий природный газ направляется на ГП-3.

Высокосернистый газ от сепаратора-разделителя среднего давления поступает на установку 341 при приблиз. 33 °C и 68 бар. Газ СД с сепаратора-разделителя сначала подсушивается для достижения необходимой точки росы воды, далее точка росы углеводородов контролируется с учетом требований для экспорта в Оренгбург.

Газ поступает в гликолевый абсорбер, где регенерированный гликоль абсорбирует воду из газа. Обогащенный гликоль, уходящий из абсорбера, регенерируется в блоки регенерации DRIZO. Установка контроля точки росы СД оснащена двумя обрабатывающими технологическими линиями, A и B. Технологическая линия A перерабатывает приблизительно 66% газа, исходящего из абсорбера, и понижает точку росы углеводородов газа до меньше, чем -12 °C, а линия B перерабатывает остальные 34% вместе с газом от установки 5−343 (установка обезвоживания высокосернистого газа низкого давления и контроля точки росы), понижая точку росы по углеводородам до приблиз. 10 °C.

После отделения всей жидкости газ проходит через клапан J-T для достижения необходимой точки росы в сепараторе низкой температуры. После теплообмена с поступающим газом газ подается на компрессор высокосернистого газа (установка 364). Перед экспортом в Оренбург регенерированный газ СД может также использоваться для разбавления черезмерно сернистого газа, поступающего с ГП-3.

Обезвоживание высокосернистого газа НД от установки 202 сепаратора разделителя НД и установки 362 компримирования газа выветривания НД производится на установке с использованием процесса DRIZO с применением ТЭГ. Процесс DRIZO обеспечивает снижение содержания воды в газе до 1 част/млн. В связи с отсутствием давления использование расширения Джоуля-Томсона для охлаждения газа невозможно. Вместо этого, охлаждение газа обеспечивается использованием части газа СД и образованной углеводородной жидкости на обеих установка 341 и 343. После обезвоживания газ НД разделяется на два потока. Первый поток направляется на теплообменник Газ-Газ, где поток охлаждается газом СД, поступающим от сепаратора низкой температуры технологической линии B установки 341. Второй поток поступает в теплообменник Газ-Жидкость, где поток охлаждается жидкими углеводородами, поступающими с той же установки 341. Обработанные потоки газа НД объединяются и направляются в сепаратор низкой температуры, технологическую нитку B, установки 341, где производится отделение легких жидких углеводородов. Извлеченная жидкость из охлажденного газа СД и НД после теплообмена направляется на ГП-3. Газ СД после теплообмена в теплообменнике Газ-Газ соединяется с очень высокосернистым газом, поступающим от установки 343, перед закачкой на установку 364 компримирования экспортного высокосернистого газа.

Установка 360 A/Bрекомпримирования кислого газа состоит из двух технологических линий двухступенчатых компрессоров. Компрессоры рекомпримируют весь кислый газ на КПК от 0.2 бар до 11.1 бар. На первую ступень кислый газ поступает с установки очистки топливного газа 339, установок обезвоживания высокосернистого газа 341/343(Drizo) и установки очистки технологической воды 562. Газ с первой ступени перемешивается с потоками газа выветривания от установок 339, 341 и 343 перед его компримированием до 11.1 бар на второй ступени. Кислый газ проходит через сепаратор первой ступени, где устраняются уносимые капли жидкости. После отделения жидкости производится компримирование газа на первой ступени до 2.5 бар, с охлаждением в воздушном охладителе и дальнейшим соединением с кислым газом с установок 339/341/343. Перед компримированием кислого газа до 11.1 бар жидкость отделяется сепаратором второй ступени. После компримирования кислый газ охлаждается воздушным охладителем и смешивается с газом, поступающем с сепараторов газа выветривания ВД установок 341/343, и направляется на установку 362.

Жидкость с сепараторов первой и второй ступени подается на установку 562 очистки технологической воды.

Установка компримирования высокосернистого газа 364 оснащена тремя (одноступенчатыми) технологическими линиями компримирования высокосернистого газа, две рабочие и одна резервная или все три рабочие. Один компрессор обеспечивает обработку высокосернистого газа для экспорта в Оренбург, другой компрессор задействован в подготовке высокосернистого газа для подачи на ГП-2 для закачки в пласт. Сепаратор предназначен для предотвращения попадания жидкостей, уносимых с установок, в компрессор. Затем высокосернистый газ компримируется до около 78 бар, с понижением температуры нагнетания воздушным охладителем ниже 45 °C.

УКПГ-3

УКПГ-3, функционирующий с 1984 года, разделяет и частично стабилизирует конденсат газа и нефти из 28 скважин перед отправкой на экспорт по трубопроводу на Оренбургский газоперерабатывающий завод (ОГПЗ) в России. Нестабилизированный конденсат поставляется также на соседний частный перерабатывающий объект для технологической обработки.

УКПГ-2

УКПГ-2 является уникальным многофункциональным объектом с передовыми технологиями, введенным в эксплуатацию в 2003 году. Он способен разделять, перерабатывать и повторно закачивать сырой газ под высоким давлением, а также принимать нефть, а затем направлять ее на КПК для стабилизации перед отправкой на экспорт. Подача продукта на УКПГ-2 осуществляется из 21 добывающей скважины.

На УКПГ-2 действует система закачки газа при очень высоком давлении. Три компрессора способны закачивать газ при давлении до 550 бар с высоким содержанием H₂S (до 9%).

Доказано, что эта система закачки газа является успешной, так как она обеспечивает поддержание парциального давления, улучшает восстановление жидких углеводородов, а также устраняет необходимость извлечения серы, что обеспечивает важные преимущества для защиты окружающей среды.